Газ по входному трубопроводу 1 поступает на ГР С. Здесь он последо­ вательно очищается в фильтре 2, нагревается в подогревателе 3 и редуци­ руется в регуляторах давления 5. Далее расход газа измеряется расходо­ мером б и в него с помощью одоризатора 7 вводится одорант—жидкость, придающая газу запах.

Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, что дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту ДжоуляТомсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопрово­ дов ГРС газовыми гидратами.

Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномер­ ности газопотребления. Использование подземных структур для хране­ ния газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатраты и ка­ питаловложения в хранилища.

Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных со­ оружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных за­ движек используются линейные шаровые краны, а кроме того—для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр—от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура ма­ гистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа.

15.5. Газоперекачивающие агрегаты

В качестве газоперекачивающих агрегатов применяются поршневые газомотокомпрессоры или центробежные нагнетатели.

Поршневые газомотокомпрессоры представляют собой агрегат, в котором объединены силовая часть (привод) и компрессор для сжатия газа. Принцип работы поршневого компрессора такой же, как у поршне­ вого насоса.

Наиболее распространенными типами газомотокомпрессоров явля­ ются 10 ГК, 10 ГКН, МК-10 и ГПА-5000 (табл. 15.3), имеющие подачу от 0,8 до 10,0 млн м3/су т и развивающие давление 5,5 МПа. Поршневые га­ зомотокомпрессоры отличаются высокой эксплуатационной надежнос­ тью, способностью работать в широком диапазоне рабочих давлений, воз­ можностью регулировать подачу за счет изменения «вредного» простран­ ства и частоты вращения.

Область преимущественного применения поршневых газомотоком­ прессоров—трубопроводы для перекачки нефтяного газа и станции под­ земного хранения газа.

Таблица 15.3 — Основные параметры ГПА, используемых на КС

НЗЛ—Невский машиностроительный завод им. В. И. Ленина

На магистральных газопроводах пропускной способностью более 10 млн м3/су т применяют центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом или электроприводом.

Принцип работы центробежных нагнетателей аналогичен работе цент­ робежных насосов. Наиболее распространенным приводом нагнетателей на компрессорных станциях является газотурбинный. В состав газотур­ бинной установки входят (рис. 15.5): турбодетандер 1, редуктор 2, воз­ душный компрессор 3, блок камер сгорания 4, турбины высокого 5 и низ­ кого 6 давлений. Турбодетандер является пусковым двигателем установ­ ки, работающим на природном газе. Расчетная продолжительность пуска агрегата из холодного состояния— 15 мин. Турбодетандер 1 через редук­ тор 2 запускает в работу воздушный компрессор 3. Атмосферный воз­ дух засасывается компрессором и сжимается в нем до рабочего давления.

Рис. 15.5. Принципиальная схема установки ГТ-6-750:

1—турбодетандер; 2 —редуктор; 3 —воздушный компрессор; 4 —блок камер сгорания; 5—турбина высокого давления; 6 —турбина низкого давления

Далее сжатый воздух направляется в блок камер сгорания 4, где он на­ гревается за счет сжигания природного газа. Продукты сгорания направ­ ляются в газовую турбину (сначала высокого, а затем низкого давления), где они расширяются. Процесс расширения сопровождается падением давления и температуры, но увеличением скорости потока газа, исполь­ зуемого для вращения ротора турбины. Отработавший газ через выхлоп­ ной патрубок выходит в окружающую среду.

На газопроводах применяются газовые турбины мощностью от 2500 до 25000 кВт.

Начиная с 1974 г., на отечественных магистральных газопроводах в качестве привода центробежных нагнетателей начали применять авиа­ ционные двигатели, отработавшие свой ресурс. После относительно не­ большого числа часов работы их по соображениям безопасности поле­ тов снимают с самолетов. Однако они способны еще длительное время с большой надежностью работать на земле.

Недостатком газотурбинного привода является относительно не­ высокий КПД (не выше 30 %), а также высокое потребление газа на соб­ ственные нужды в качестве топлива.

В последние годы в качестве привода центробежных нагнетателей все шире используются электродвигатели А З-4500-1500, СТМ -4000-2, СТД-4000-2, СДСЗ-4500-1500. Они подключаются к нагнетателям через повышающий редуктор.

15.6. Аппараты для охлаждения газа

Необходимость охлаждения газа обусловлена следующим. При компримировании он нагревается. Это приводит к увеличению вяз­ кости газа и, соответственно, затрат мощности на перекачку. Кроме того, увеличение температуры газа отрицательно влияет на состояние изоля­ ции газопровода, вызывает дополнительные продольные напряжения в его стенке.

Газ охлаждают водой и воздухом. При его охлаждении водой исполь­ зуют различные теплообменные аппараты (кожухотрубные, ороситель­ ные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы трубопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды. Данный спо­ соб охлаждения газа используется, как правило, совместно с поршневы­ ми газомотокомпрессорами.

На магистральных газопроводах наиболее широкое распростране­ ние получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа различ­ ных типов.

Общий вид АВО показан на рис. 15.6. Конструктивно он представля­ ет собой мощный вентилятор с диаметром лопастей 2...7 м, который на­ гнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенсификации теплообмена трубы выполняют оребрениыми. В качестве привода вентиляторов используются электро­ двигатели мощностью от 10 до 100 кВт.

Достоинствами АВО являются простота конструкции, надежность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хлад­ агента (воздуха).

15.7. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов

При сжижении природного газа, его объем при атмосферном давлении уменьшается примерно в 630 раз. Благодаря этому, можно зна­ чительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки боль­ ших объемов газа, получив значительную экономию капиталовложений.

Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до минус 162 "С. При давлении 5 МПа он останется жидкос­ тью, если его температура не превысит минус 85 *С. Таким образом, трубо-

проводный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен только при низких температурах.

Принципиальная схема перекачки сжиженного природного газа при­ ведена на рис. 15.7.

Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС ), где

производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей.

Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории разме­ щается головная насосная станция ГНС. В ее состав входят приемные ем­

кости 2, подпорная 3 и основная 4 насосные, а также узел учета 5.

Емкости 2 служат для приема СПГ с завода, а также для хранения не­ которого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубо­ провода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные цилинд­ рические емкости высокого давления.

Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными насо­ сами, но других типов, чем применяемые при перекачке нефти и нефте­ продуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потребляемая на­ сосами в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на вхо­ де в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регази­

Рис. 15.7. Принципиальная схема перекачки сжиженного природного газа: 1—подводящий трубопровод; 2 —приемные емкости; 3—подпорная насосная; 4 —основная насосная; 5—узел учета; 6—магистральный трубопровод; 7 —регулятор типа «до себя*-; 8—буферная емкость; ГЗС—головной завод сжижения; ГНС—головная насосная станция; ПСО—промежуточная станция охлаждения; ПНС—промежуточная насосная станция; НХ СПГ—низкотемпературное хранилище СПГ, У Р —установка регазификацни

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давле­ нием 4...5 МПа и при температуре минус Ю0...120°С. Чтобы предотвра­ тить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды, трубопро­ воды СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ПСО). Промежуточные насосные станции (П Н С) располагаются на расстоянии 100...400 км друг от дру­ га. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепродуктов, т. к. СПГ имеет меньшую вязкость.

Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в пере­ качиваемой жидкости: при его содержании более 2% происходит срыв их работы, т. е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регази­ фикацию СПГ в трубопроводах поддерживают давление, не менее чем на 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при темпера­ туре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления 7 типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образо­ ваться в нештатных ситуациях (снижение давления при остановках насо­ сов, разрывах трубопровода и т. п.), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости 8. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (Н Х СПГ) и установка регазификации (У Р) сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для соз­ дания запасов СПГ, в частности для компенсации неравномерности газопотребления. На установке регазификации СПГ переводится в газообраз­ ное состояние перед его отпуском потребителям.

По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном состоя­ нии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, включая го­ ловной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, установку ре­ газификации, в 3...4 раза меньше. Кроме того, уменьшается расход газа на перекачку, вследствие низкой температуры снижается интенсивность коррозионных процессов.

Вместе с тем данный способ транспортировки газа имеет свои не­ достатки:

Для строительства линейной части и резервуаров применяются ста­ ли с содержанием никеля до 9 %. Они сохраняют работоспособность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали.

Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными насосами.

При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его транспортировки по обычной технологии.

Кроме природного в сжиженном состоянии транспортируются и дру­ гие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубопровод­

ный транспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ): этана, этилена, пропана, бутана и их смесей.

Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных га­

зов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки. Название сжиженного углево­ дородного газа принимают по наименованию компонентов, оставляющих большую его часть.

Сведения о давлении упругости насыщенных паров некоторых ин­

дивидуальных углеводородов приведены в табл. 15.4. Из нее видно, что условия сохранения СУГ в жидком состоянии значительно менее жест­ кие. Так, даже при 20 °С для сохранения жидкого состояния пропана до­ статочно поддерживать давление всего 0,85 МПа.

По этой причине сжиженные углеводородные газы, как правило, транс­ портируют при температуре окружающей среды. Соответственно, отпада­ ет необходимость в спецсталях для изготовления труб, резервуаров и обо­

рудования, тепловой изоляции, промежуточных станциях охлаждения. Поэтому трубопроводы СУГ значительно дешевле трубопроводов СПГ.

С другой стороны, компоненты СУГ тяжелее воздуха. Поэтому при

регазификации данные газы занимают положение у поверхности земли, создавая взрывоопасную среду. Этим определяется высокая потенциаль­ ная опасность трубопроводов СУГ, когда даже небольшая утечка способ­ на привести к трагическим последствиям.

Таблица 15.4 — Зависимость давления упругости насыщенных паров углеводородов от температуры